женке "актИВного" давления столба цементного раствора на стенки скважины в процессе его твердения, а также фильтрацию в пласт излишков воды затворения.

В. Д. Малеванскни считает, что каналы в цементном растворе образуются в результате его насыщения газом из продуктивного пласта. В случае повышенной проницаемости сформированного цементного камня газ может проникать через него и при отсутствин каналов [24].

Исследователи [25-29] одну из главных причин нарушения крепи скважин связывают с контракцией. При твердении в условиях замкнутого объема, каким является МКП скважин или пространство против плотных и непроницаемых пород, контракция может привести к возникновению вакуума внутри твердеющего качiня, усадочным деформациям в нем, нарушению герметичности контактных зон или росту провпщаемости цементного Камня.

По мнению А. И. Крейтера [30], межтсолонньrе проявления на газовых и газоконденсатнык месторождениях могут возникать в результате действия следующих факторов: смешен-п-ге глиинстого и цементного растворов (особенно при малой разшще их плот-ностей), высокая проницаемость цементного камня и глинистой корки, недостаточное давление столба глинистого раствора на газовьпи пласт вследствие значительнои высоты подъема цементного раствора, большие зазоры между фактическим стволом скважины и обсадной колонной, высокая водоотдача бурового раствора и связанное с этим снижение диаметра ствола скважвикг. Кроме того, избыточное количество воды, по мнению автора (31], спо-собствует образованию сквозных каналов, резко повышающих его проницаемость. Наличие таких каналов, а также снижение давле-ния на пласт при "зависании" цементного раствора во время его твердения является основной причиной МКД при строительстве скважин с АВПД.

По мнению других исследователей, возникновение каналов происходит, скорее всего, непосредственно в тампонажном ра-створе в начальный период ОЗЦ. В более поздний период каналы могут появиться в глинистой корке, потерявшей целостность и сплошность, и в остатке невытеснеиного бурового раствора [32].

24

По мнению авторов работы [33), пути прорыва газа по МКП формпруются как на начальных стадиях твердения тампонажного раствора, так и на наиболее поздних стадиях, когда флюидопрово-дящле калашл образуются в зоне контакта цементного камня с об-садной кол оiпто i и горными породами. Положение усугубляется при на ткчтiл на стенках скважины глиНистой корки, образующейся в результате фильтрацаи бурового раствора (Б р).

Причинами межколонных проявлений [34, 35] могут быть также разлишные техшологические операции, проводимые в скважине: опрессовка и перфорация обсадных колонн, разбуривание цементного стакана, углубление ствола скважины и т. д.

Таким образом, анализ научно-технической литературы по-зволяет выдез ль основные факторы, которые считаются наибо-лее обоснованными в объяснении причин появленйтя МКД:

1. Технологические факторы -- обусловлены пронглшовением флюида в цементный раствор в результате снижения активного давления на пласт, образованием каналов между цементным кои ьцом и колонной при снижении давления в ней в процессе ожидания затвердевания цемента, низкой степенью вытеснения бурового раствора из МКП.

2. Физико-химические факторы, обусловленные изменением микро- и макроструктуры тампонажного раствора при его твердении, особеино в контакте с "защlемленным" бэтовым раствором или глинистой коркой в условиях высоких температур и давлений.

3. технические факторы, связанные с образованием канала между цементным кольцом и обсадх ыл гг трубами за счет их деформации при опрессовке обсадной колонны и других техноло-гических операциях.

В связи с особенностями геологического строения и техноло-ги.и строительства скважин применительно к АГКМ различными исследователями были также выдвинуты различные гипотезы при объяснении данного явления. основными факторами, обус-ловившими неудовлетворительное качество крепления скважин, считаются:

1) низкий уровень техники и технологии крепления сква-жин [29];

25

скважин 1.1. Од ноступенчатое цементирование 1.2. Двухступенчатое цементирование 1.3. Обратное цементирование 1.4. С ограт ичением высоты подъема цементного раствора 2.1. С применением обычных тампонажнык растворов2.2. С применением расширяющегося тампонажного материала2.3. С применением пластифицировавоиык тампонажг ых систем(В/ц ° 0,40-0,42)

3.1. С установкой наружного обсадного пакера

4.1. С применении эксплуатационной колонны обычного диаметра(177,8 мм)4.2. С применением эксплуатационной колонны меньшего диаметра(168,3 мм)

о скважин Скважин 101 71,6 86 83,1 35 24,8 25 71,4 5 3,б 5 100 19 13,5 18 94,7 91 -64,6 76 83,5 7 4,9 5 71,4 37 26,2 31 83,8 69 48,9 б1 88,4 102 72,3 85 83,3 39 27,7 31 79,5

32

диаметра. Эксплуатационная колонна уменьшенного диаметра (168,3 мм) спущена на 39 скважинах. Доля скважин с МКД в этом случае на 3,8 % меньше, чем аналогичный показатель при использовании эксплуатационной колонны диаметром 177,8 мм (79,5 и 83,3 % соответственно). В сложных геолога-текническик условиях для предупрежде- ния последующих осложнений применялся также обратный способ цементирования [56]. На скважинах АГКМ обратным способом зацементированы эксплуатационные колонны на пяти скважинах. Наблюдения показали, что на всех скважинах появилось М КД. Кроме вышеуказанных, при креплении эксплуатационных скважин применен ряд мероприятий, включающих совершенствование технологической оснастки обсадных колонн, улучшение гидравлических параметров цёментирования, дифференцирование сроков схватывания верей и нижней порций тампонажного раствора, раскахсивание эксплуатационной колонны при цементи-ровании, применение буферных систем с улучшенными текноло-гическими свойствами, плавное повышение давления в заколонном пространстве во время ОЗЦ за счет создания избыточного давленпоя на устье, снятие заводского смазочного покрытия с по-верхности обсадных труб. Наблюдения показали, что эти мероприятия также не способствовали предупреждению МКД. Таким образом, применяемые`методы, направленные на каче-ствеинуго изоляцию пластов и предупреждение МКД, имеют низкую эффективность [57]. Несмотря на большой объем внедрения, как видно из табл. 1.6, проведением вышеуказанных техника-тех-нологических мероприятий проблему создания герметичной кре-пи в скважинах АГIСМ не решили. Результаты, приведенные в табл. 1.G, показывают также, что при использовании всех указанных выше цементов отмечается нарушение герметичности крепи Следовательно, причина состо-ит внедостатках,. присущих всем этим цементам. Рассмотрим их подробнее.

2 -. 2.0090.05 33

1.1.1. ВЛИЯНИЕ КОНТРАКЦИИ НА КАЧЕСТВО КРЕПЛЕНИЯ СКВАЖИН

Процесс твердения большинства минеральных вяжущих веществ неизбежно сопровождается контракцией, обусловленной физическими и химическими процессами, протекающими при гидратации. Суть ее состоит в уменьшении суммарного объема продуктов твердения по сравнению с суммарным объемом исходных продуктов. В. С. Данюшевский [57) разделяет контракцию на молекулярную и физическую. Первая связана с тем, что вода, вхо-дящая в состав новообразований, занимает в их кристаллической решетке меньший объем, чем в свободном состоянии, а расстояние между другими элементами кристаллической структуры не меняется или изменяется незначительно. Физическая контракция связана с межмолекулярным воздействием в жидкой фазе и на поверхности раздела фаз. Она сопровождает адсорбцию, сольватацию и зависит от удельной поверхности продуктов гидратации. С увеличением температуры доля физической контракции уменьшается. Согласно расчетам В. С. Данюшевского, суммарная величина контракции при гидратации важнейших клинкерных минералов может составлять от 6 до 20 %. Проведенные нами расчеты контракции для цементов, использованных на АГКМ, показали, что она достигает 4-8 %. При твердении в условиях замкнутого объема, каким является межколонное пространство скважин или пространство против плотных и непроницаемых пород, контракция может привести к возникновению вакуума внутри твердеющего камня, усадочным деформациям в нем, нарушению герметичности контактных зон или росту проницаемости цементного камня. Величина усадочных деформаций портландцемента в подобных условиях может достигать 2-4 %. При твердении цементного камня в контакте с агрессивным пластовым флюидом контракция приведет к вса-сыванию его внутрь камня на ранней стадии твердения. Если флюид содержит агрессивные ионы, например Mg2+, или кислые газы Н2 или СО2, то процессы коррозии цементного камня начнутся еще на стадии его формирования. При этом коррозия изнут-

34

ри более опасна, чем поверхностная, так как при этом может пора-жаться больший объем цементного камня. В конструкции скважин на АГКМ (см. рис. 1.1) предусмотрено твердение около 70% тампонажного раствора, использованного для крепления скважин, и практически всего раствора между 244,5 и 177,8 мм колоннами (большинство случаев проявления давлений наблюдается именно между этими колоннами) без доступа воды из окружающей среды. Именно поэтому мы полагаем, что контракция и ее по-следствия являются одной из .главных причин нарушения крепи скважин на АГКМ.

Контракция наиболее активно проходит на ранних стадиях твердения вяжущих, так как в этот период интенсивно проходят процессы гидратации. Поскольку структура камня в это время рыхлая, представлена крупными каналами, то имеется возможность проникновения флюида на большую глубину. Скорость проникновения пропорциональна контракции и определяется скоростью твердения. На начальных этапах, когда процесс твердения лимитируется растворением твердой фазы, он может описы-ваться уравнением вида

(_1 п-1 о о

где х = µ.D С80Кое_Е/Р '

Таким образом, скорость гидратации и, следовательно, кон-тракции, определяется составом образовавшихся продуктов твердения, выраженным через разность растворимостей исходного вя-жущего и продуктов твердения (ОС), удельной поверхностью вя-жущего $0, термодинамическими условиями твердения (Т), энергией активации процесса растворения (Е). Параметр "n" характеризует интенсивность уменьшения поверхности вяжущего, как за счет растворения, так и вследствие блокировки зерна продуктами гидратации. для полидисперсныгх вяжущих веществ n = 2:3. Поскольку в глубоких скважинах твердение тампонажного раствора по высоте протекает неравномерно (внизу -- быстрее из-за повышенной температуры), то при таком твердении снизу вверх

2*

35